Тема 8 Экономическая оценка вариантов разработки нефтяных месторождений Теоретические аспекты

Экономическая оценка вариантов разработки нефтяных месторождений используется для решения следующих задач:

– определение предела эксплуатации залежи (если нет технологических ограничений);

– определение конечного коэффициента нефтеотдачи пласта;

– выбор варианта новых методов разработки, обеспечивающих более полное использование ресурсов месторождения;

– проектирование и выбор варианта разработки месторождения;

– определение очередности ввода в разработку мелких и небольших месторождений.

Основной показатель экономической оценки вариантов разработки нефтяных месторождений определяется в виде разницы между ценностью конечной продукции, полученной из данного вида минерального сырья, и затратами на его получение:

(8.1)

где – период эксплуатации нефтяного месторождения до достижения экономического предела разработки, годы;

– цена (замыкающие затраты ) нефти в t-м году, усл. руб;

– добыча нефти в t-м году, т;

– эксплуатационные затраты в t-м году, усл. руб;

– капитальные вложения в t-м году, усл. руб.;

– норматив для приведения затрат и результатов к единому моменту времени (норма дисконты принята 0,08).

За оптимальный вариант принимается тот, который отвечает требованию

.

Основными экономическими показателями, характеризующими эффективность систем разработки нефтяных и газовых месторождений, являются:

– себестоимость добычи нефти;

– капитальные удельные вложения;

– приведенные затраты.

Основные аправления капитальных вложений в разработку нефтяных месторождений следующие:

– бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин;

– промысловое обустройство;

– обустройство цехов поддержания пластового давления;

– прочие объекты ( механоремонтные и производственные базы).

Капитальные удельные затраты определяются по формуле:

, (8.2)

где – капитальные затраты в i-м году, тыс. усл. руб.

– обьем добычи нефти в i-м году, тыс. т.

Приведенные затраты определяется следующим выражением:

, (8.3)

где – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

– себестоимость единицы продукции в t-м году, усл. руб.

Основная сложность заключается в определении эксплуатационных затрат, которые определяются специальным расчетом по статьям затрат и экономическим элементам на данный и последующие годы.

Капитальные вложения в i-м году определяются по данным проектно-сметной документации на ввод и строительство объектов.

Определение эксплуатационных затрат в отдельных случаях можно проводить по упрощенной схеме с использованием нормативов удельных затрат, подготовленных по плановым и отчетно-статистическим данным по статьям затрат калькуляции себестоимости добычи нефти (таблица 8.1).

Эксплуатационные затраты с использованием нормативов удельных затрат определяются в следующем порядке:

1. Расходы на энергию по извлечению нефти.

Энергетические затраты на извлечение жидкости ЭЦН:

(8.4)

где – удельные затраты на электроэнергию при добыче жидкости ЭЦН (таблица 8.1), усл. руб/т∙жидк.;

– добыча жидкости ЭЦН в i-м году, т.

Энергетические затраты на извлечение жидкости ШГН:

, (8.5)

где – удельные затраты на электроэнергию при добыче жидкости ШГН, усл. руб/т∙жидк.;

– добыча жидкости ШГН в i-м году, т.

Суммарные затраты на энергию по извлечению нефти определяются по формуле:

. (8.6)

Расходы по искусственному воздействию на пласт (на закачку воды) определяются по формуле:

, (8.7)

где – удельные затраты на электроэнергию на закачку воды, усл. руб/м³;

– объём закачиваемой воды в i-м году, тыс. м³.

Основная зарплата производственных рабочих занятых обслуживанием нефтяных скважин, определяется по формуле:

, (8.8)

где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;

– удельные затраты труда на обслуживание действующего фонда нефтяных скважин, усл. руб/скв-год.

Основная зарплата производственных рабочих, занятых обслуживанием нагнетательных скважин определяется по формуле:

, (8.9)

где – затраты по обслуживанию действующего фонда нагнетательных скважин, усл. руб/скв.-год;

– действующий фонд нагнетательных скважин в i-м году, скв.

Отчисления на соцстрах от зарплаты производственных рабочих, занятых обслуживанием нефтяных скважин, определяется по формуле:

, (8.10)

где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;

– удельные отчисления на соцстрах от зарплаты рабочих, занятых обслуживанием действующего фонда нефтяных скважин, усл. руб/скв-год.

Отчисления на соцстрах от зарплаты производственных рабочих, занятых обслуживанием нагнетательных скважин, определяются по формуле:

, (8.11)

где – удельные отчисления на соцстрах от зарплаты рабочих, занятых обслуживанием фонда нагнетательных скважин, усл. руб/скв.-год;

– действующий фонд нагнетательных скважин в i-м году, скв.

Величина годовых амортизационных отчислений определяется по формуле:

, (8.12)

где 6, 7 – ежегодная норма амортизационных отчислений по скважинам, %.

В учебных целях величина годовых амортизационных отчислений действующего фонда скважин определяется по формуле:

, (8.13)

где – удельные амортизационные отчисления на скважину, усл. руб/скв.-год.

Расходы по сбору и транспортировке нефти,

(8.14)

где – удельные затраты на сбор и транспортировку нефти, усл. руб/т.;

– объем сбора и транспортировки нефти в i-м году, т.

Расходы по технологической подготовке нефти определяются по формуле:

, (8.15)

где – удельные затраты на технологическую подготовку нефти, усл. руб/т.;

– объем технологической подготовки нефти в i-м году, т.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования определяются по формуле:

, (8.16)

где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;

Т_обор – удельные затраты на содержание и эксплуатацию оборудования, усл. руб/скв.-год.

Налог на недра определяется по формуле:

(8.17)

где – удельная ставка налога на недра, усл. руб/т.;

– объем добычи нефти в году i, .

Цеховые расходы определяются по формуле:

, (8.18)

где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;

– удельные цеховые расходы, усл. руб/скв.-год.

Общепроизводственные расходы определяются по формуле:

, (8.19)

где – действующий фонд нефтяных скважин в i-м году, скв.;

– удельные общепроизводственные расходы, усл. руб/скв.-год.

Капитальный ремонт скважин определяется по формуле:

, (8.20)

где – число капитальных ремонтов скважин в году i, скв;

– удельные затраты на один КРС, усл. руб/скв.

Подземный ремонт скважин определяется по формуле:

, (8.21)

где – число подземных ремонтов скважин в i-м году, скв.;

– удельные затраты на один ПРС, усл. руб/скв.

Производственная себестоимость валовой продукции определяется по формуле:

(8.22)

Себестоимость добычи 1 т нефти определяется по формуле:

. (8.23)

Выручка от реализации продукции определяется исходя из объема товарной продукции и цены по формуле

, (8.24)

где Ц_р – цена единицы продукции (в учебных целях усл. руб/т).

Прибыль от реализации продукции определяется по формуле

. (8.25)

Рентабельность производства определяется по формуле

. (8.26)

Таблица 8.1

Удельные затраты (условные)

№ п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Величина удельных затрат
1	Расход электроэнергии ЭЦН на извлечение 1 т жидкости	усл. руб/т жидк.	0,95-1,41
2	Расход электроэнергии ШГН на извлечение 1 т жидкости	усл. руб/т жидк.	1,15-1,72
3	Искусственное воздействие на пласт (на 1 м3 закачиваемой воды)	усл. руб/м3 воды	0,35-0,75
4	Сбор и транспортировка 1 т нефти	усл. руб/т нефти	1,51-5,63
5	Технологическая подготовка 1 т нефти	усл. руб/т нефти	0,65-2,23
6	Прочие расходы на содержание и эксплуатацию оборудования на 1 скважину действующего фонда	усл. руб/скв.	3600-5920
7	Средняя стоимость одного ремонта:		-
7.1	– капитальный ремонт скважин	тыс. усл. руб/КРС	750-1200
7.2	– подземный ремонт скважин	тыс. усл. руб/ПРС	25-40
8	Налог на недра на 1 т нефти	усл. руб/т нефти	0,75-0,90
9	Цеховые расходы на 1 скважину действующего фонда	усл. руб/скв.	1800-2 500
10	Общепроизводственные расходы на 1 скважину действующего фонда	усл. руб/скв.	11200-14700
11	Основная зарплата производственных рабочих на 1 скважину действующего фонда	усл. руб/скв.	420-640
12	Отчисления на соцстрах, на 1 скважину действующего фонда	усл. руб/скв.	280-363

Окончание табл. 8.1

№ п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Величина удельных затрат
13	Транспорт на переработку 1 т нефти	усл. руб/т нефти	0,055-0,085
14	Сбор и транспорт на экспорт 1 т нефти	усл. руб/т нефти	0,630-0,829
15	Внепроизводственные расходы по перекачке 1 т нефти до н/п «Дружба»	усл. руб/т нефти	0,076-0,093
16	Таможенная пошлина при экспорте 1 т нефти	усл. руб/т нефти	18-24
17	Амортизация действующего фонда скважин.*	тыс. усл. руб/скв.	45-64
	*до полной амортизации